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摘要：商河油田临商结合部商548块2006年上报石油地质储量76.61×104t。2010年在该块的西部进行了产能建设，共部署7口井，5油2水，建产能1.5万吨。2012年利用商河高精度重新落实构造，发现该块为一个东西走向的背斜而背斜东部面积0.6Km2的区域无井控制。本文对该块开展精细构造储层研究，为该块的滚动勘探及产能建设提供指导。
关键词：构造 储层 油藏 滚动勘探 产能建设
商548块地属山东省临邑县、商河县交界处，地面主要以农田为主，交通便利。构造位置位于渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带东段，西邻田家构造带，东接商河油田商四区，北为商64块，南靠临南洼陷。开发目的层为沙三上。
1 勘探简史
2006年，通过结合地震、钻井、测井及试采资料，对商548块构造及储层进行描述，落实上报石油地质储量76.61× 104t。2010年在该块的西部进行了产能建设，共部署7口井，5油2水，建产能1.5万吨，其中商548-斜5初期日油水平到达了32.9t。2012年利用商河高精度重新落实构造，发现该块为一个东西走向的背斜而背斜东部面积0.6Km2的区域无井控制，今年10月在该块东部部署的滚动井商548-11井在沙三上钻遇油层1.4m/1层，同层26.4m/7层，投产后日油6.6t，含水9%。鉴于商548块东部构造落实，储层发育，并有一定的产能，因此向东进行产能扩建。
2 油藏描述
2.1 地层特征
本区钻遇的地层自上而下为第四系平原组、上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组。其中下第三系沙河街组的沙三上亚段为本区块的主要含油层系。
根据商河地区沙三上段地层发育特征，结合本块储层发育具体情况，利用电性对比标志，对该块地层进行划分对比，将该地区沙三上划分为三个砂层组，即1+2砂组、3砂组和4砂组和5砂组。其中5砂组为主力含油层段，厚度约50m，是本次方案的主力含油砂体。
2.2 构造特征
商548块为一近东西走向的背斜构造，地层倾角4.4°，区块西部构造高点位于北部断层附近，埋深-2845m；东部构造高点位于东界断层附近，埋深-2845m。油藏的东部边界受断层控制，北部边界受断层和构造线共同控制，南部边界受构造线控制，而西部边界则受砂体尖灭线控制，圈闭闭合高度20m，圈闭面积1.32Km2，属于构造岩性油藏。本次方案动用含油面积0.6 Km2。
2.3 储层特征
（1）沉积特征：沙三上沉积时期，洼陷北部主要发育了两个较大型三角洲：来自西部的临邑三角洲和来自北部的商河三角洲。本区位于商河三角洲西部，受古地形控制，临邑三角洲向东逐渐尖灭，形成构造岩性油藏。
（2）物性特征：根据商548-2井岩芯分析，孔隙度18%，渗透率54.5×10-3um2。
泥岩相：主要为深灰、灰色泥岩，属于滨浅湖沉积的产物。
砂岩相：主要以灰色粉砂岩为主，细砂岩次之。岩心观察常见交错层理、平行层理、波状层理等沉积构造。
2.4 流体性质
根据商548-1井的地面原油分析资料，地面原油密度0.8634g/cm3，动力粘度15.3mPa.s，含硫0.19%，凝固点33.5℃。
根据商548-1井的水性资料，地层水总矿化度35903mg/L，氯离子浓度21149.56mg/L，水型CaCl2。
2.5 温度压力系统
据商548-10井测试资料，该区原始地层压力27.86MPa，压力系数0.97，为常压油藏；地层温度113℃，地温梯度为3.0℃/100m，属于正常温度、常压系统。
2.6 地应力方向
根据商548-斜5井裂缝监测结果，该块水平最大主应力方向为NE62° 。
2.7 油藏类型
商548块油藏埋深为2780-2940m，为中深、常温、常压、中孔低渗、稀油透断块层状构造岩性油藏。
3 储量计算
本次储量计算采用容积法。
容积法计算石油地质储量公式为：
N=100AhφSoi /Boi
Nz=N·ρo
共计算石油地质储量118万吨，2009年该块西部已动用69万吨储量，本次方案动用该块东部剩余的49万吨。
4 方案部署
方案动用含油面积0.68 km2，储量49×104t，设计总井数10口，油井7口，水井3口，新钻9口，油7水2。利用老井1口（商548-斜5），为水井。前三年平均单井配产5.5t/d，前三年平均建产能力1.16×104t，采油速度2.3%，油井单井控制储量7×104t。
新钻井9口，平均单井进尺3000m，总进尺2.7×104m，预测投资5130万元。
方案设计总井数23口，其中新钻16口，利用老井7口。设计油井12口，其中新钻9口，利用老井3口；设计水井11口，其中新钻7口，利用老井4口，油水井井数比1.1：1。经过调整采收率由11.5%上升到27.6%，采收率可提高16.1个百分点，增加可采储量30.3万吨。调整后单元日油能力63t/d，日注能力690m3/d，产能1.8万吨，采油速度1.0%。与不调整相比，区块新增产能1.6万吨，调整后15年累计增油19×104t万吨。
5 风险分析及实施要求
5.1 风险分析
由于主力砂体向东变薄，靠近东部断层油井的油层可能受砂体变化的影响而变薄。
5.2 方案实施要求
（1）本块属低渗透油藏，孔吼细小，容易造成储层污染，要求特别加强钻井、完井、作业、注水、油层改造、采油工艺、开发管理等开发全过程的油层保护措施。
（2）采用高压注水，注水水质标准要严格按低渗透油藏的标准执行。
（3）注水系统应全流程保证水质合格。全程防腐、精细过滤、脱氧及加化学剂除氧等，采取防垢措施。
（4）地面工程配套系统要求与油藏工程方案的实施进度超前或同步运行，以保证油井投产，水井转注的条件。
（5）方案实施过程中，新完钻井取全取准各项资料，新投油井要求测静压，定点测压；压裂井必须监测裂缝方向；定期取样分析油气水性质，油井定期测取示功图、动液面、静液面等资料、取分析化验资料。
参考文献
【1】秦政.石油地球物理勘探.北京：石油工业出版社，1985
【2】李国玉，中国石油地质，北京：石油工业出版社，1996
【3】刘企英，利用地震信息进行油气预测，北京：石油工业出版社，1994
作者简介：潘立新，男，1986年12月出生，助理工程师，从事油田勘探、滚动勘探工作。
关键词：构造 储层 油藏 滚动勘探 产能建设
商548块地属山东省临邑县、商河县交界处，地面主要以农田为主，交通便利。构造位置位于渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带东段，西邻田家构造带，东接商河油田商四区，北为商64块，南靠临南洼陷。开发目的层为沙三上。
1 勘探简史
2006年，通过结合地震、钻井、测井及试采资料，对商548块构造及储层进行描述，落实上报石油地质储量76.61× 104t。2010年在该块的西部进行了产能建设，共部署7口井，5油2水，建产能1.5万吨，其中商548-斜5初期日油水平到达了32.9t。2012年利用商河高精度重新落实构造，发现该块为一个东西走向的背斜而背斜东部面积0.6Km2的区域无井控制，今年10月在该块东部部署的滚动井商548-11井在沙三上钻遇油层1.4m/1层，同层26.4m/7层，投产后日油6.6t，含水9%。鉴于商548块东部构造落实，储层发育，并有一定的产能，因此向东进行产能扩建。
2 油藏描述
2.1 地层特征
本区钻遇的地层自上而下为第四系平原组、上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组。其中下第三系沙河街组的沙三上亚段为本区块的主要含油层系。
根据商河地区沙三上段地层发育特征，结合本块储层发育具体情况，利用电性对比标志，对该块地层进行划分对比，将该地区沙三上划分为三个砂层组，即1+2砂组、3砂组和4砂组和5砂组。其中5砂组为主力含油层段，厚度约50m，是本次方案的主力含油砂体。
2.2 构造特征
商548块为一近东西走向的背斜构造，地层倾角4.4°，区块西部构造高点位于北部断层附近，埋深-2845m；东部构造高点位于东界断层附近，埋深-2845m。油藏的东部边界受断层控制，北部边界受断层和构造线共同控制，南部边界受构造线控制，而西部边界则受砂体尖灭线控制，圈闭闭合高度20m，圈闭面积1.32Km2，属于构造岩性油藏。本次方案动用含油面积0.6 Km2。
2.3 储层特征
（1）沉积特征：沙三上沉积时期，洼陷北部主要发育了两个较大型三角洲：来自西部的临邑三角洲和来自北部的商河三角洲。本区位于商河三角洲西部，受古地形控制，临邑三角洲向东逐渐尖灭，形成构造岩性油藏。
（2）物性特征：根据商548-2井岩芯分析，孔隙度18%，渗透率54.5×10-3um2。
泥岩相：主要为深灰、灰色泥岩，属于滨浅湖沉积的产物。
砂岩相：主要以灰色粉砂岩为主，细砂岩次之。岩心观察常见交错层理、平行层理、波状层理等沉积构造。
2.4 流体性质
根据商548-1井的地面原油分析资料，地面原油密度0.8634g/cm3，动力粘度15.3mPa.s，含硫0.19%，凝固点33.5℃。
根据商548-1井的水性资料，地层水总矿化度35903mg/L，氯离子浓度21149.56mg/L，水型CaCl2。
2.5 温度压力系统
据商548-10井测试资料，该区原始地层压力27.86MPa，压力系数0.97，为常压油藏；地层温度113℃，地温梯度为3.0℃/100m，属于正常温度、常压系统。
2.6 地应力方向
根据商548-斜5井裂缝监测结果，该块水平最大主应力方向为NE62° 。
2.7 油藏类型
商548块油藏埋深为2780-2940m，为中深、常温、常压、中孔低渗、稀油透断块层状构造岩性油藏。
3 储量计算
本次储量计算采用容积法。
容积法计算石油地质储量公式为：
N=100AhφSoi /Boi
Nz=N·ρo
共计算石油地质储量118万吨，2009年该块西部已动用69万吨储量，本次方案动用该块东部剩余的49万吨。
4 方案部署
方案动用含油面积0.68 km2，储量49×104t，设计总井数10口，油井7口，水井3口，新钻9口，油7水2。利用老井1口（商548-斜5），为水井。前三年平均单井配产5.5t/d，前三年平均建产能力1.16×104t，采油速度2.3%，油井单井控制储量7×104t。
新钻井9口，平均单井进尺3000m，总进尺2.7×104m，预测投资5130万元。
方案设计总井数23口，其中新钻16口，利用老井7口。设计油井12口，其中新钻9口，利用老井3口；设计水井11口，其中新钻7口，利用老井4口，油水井井数比1.1：1。经过调整采收率由11.5%上升到27.6%，采收率可提高16.1个百分点，增加可采储量30.3万吨。调整后单元日油能力63t/d，日注能力690m3/d，产能1.8万吨，采油速度1.0%。与不调整相比，区块新增产能1.6万吨，调整后15年累计增油19×104t万吨。
5 风险分析及实施要求
5.1 风险分析
由于主力砂体向东变薄，靠近东部断层油井的油层可能受砂体变化的影响而变薄。
5.2 方案实施要求
（1）本块属低渗透油藏，孔吼细小，容易造成储层污染，要求特别加强钻井、完井、作业、注水、油层改造、采油工艺、开发管理等开发全过程的油层保护措施。
（2）采用高压注水，注水水质标准要严格按低渗透油藏的标准执行。
（3）注水系统应全流程保证水质合格。全程防腐、精细过滤、脱氧及加化学剂除氧等，采取防垢措施。
（4）地面工程配套系统要求与油藏工程方案的实施进度超前或同步运行，以保证油井投产，水井转注的条件。
（5）方案实施过程中，新完钻井取全取准各项资料，新投油井要求测静压，定点测压；压裂井必须监测裂缝方向；定期取样分析油气水性质，油井定期测取示功图、动液面、静液面等资料、取分析化验资料。
参考文献
【1】秦政.石油地球物理勘探.北京：石油工业出版社，1985
【2】李国玉，中国石油地质，北京：石油工业出版社，1996
【3】刘企英，利用地震信息进行油气预测，北京：石油工业出版社，1994
作者简介：潘立新，男，1986年12月出生，助理工程师，从事油田勘探、滚动勘探工作。